CLATJUPAM dice es alarmante uso de fondos de pensiones en R.D.

SANTO DOMINGO,R.D.- La Central Latinoamericana y del Caribe de Trabajadores Pensionados, Jubilados y Adultos Mayores (CLATJUPAM) consideró alarmante las emisiones que se están haciendo en el país con los fondos de pensiones.

La entidad señaló especialmente las emisiones realizadas en el sector eléctrico, el cual afirman es un sistema fracasado, donde los gobiernos han invertido millones sin resultados positivos para el pueblo.

Indicaron que del mismo modo que mantienen la atención sobre lo que pasa en Chile con las Administradoras de Fondos de Pensiones (AFP), también están alerta a lo que pasa en República Dominicana.

“Todos aquellos que aprueben emisiones, tendrán que responder a la sociedad lo que ahora se está haciendo alegremente, con el dinero de los futuros pensionados del sistema de seguridad social dominicano”, indicó la entidad mediante una nota.

 Destacó que el Estado, garante de los fondos, es el principal responsable de asegurarles a los actuales trabajadores, empleados públicos y privados que el futuro de sus pensiones no dependerán de empresas que han sido incapaces de administrar sus propios fondos, y que pretenden utilizar el dinero de los trabajadores.

 La institución sostiene que todas las personas se convierten en dolientes de esos fondos de pensiones, especialmente los jóvenes que ahora cotizan obligatoriamente y esperan vivir su vejez al menos modestamente.  

 La Comisión  de Riesgos y Límites de inversiones de la Superintendencia de Pensiones autorizó mediante las resoluciones No. 110 y 112 emitir  US$600 millones de los fondos para Punta Catalina.

http://www.listindiario.com/economia/2016/10/07/438132/central-sindical-dice-es-alarmante-uso-de-fondos-de-pensiones

Gastos operativos de las distribuidoras de electricidad

SANTO DOMINGO,R.D.- ¿Por qué las pérdidas de las EDE no se han reducido en la misma proporción en que han bajado los precios de energía, principal componente de costos, aún sin haber reducido la tarifa eléctrica? La respuesta puede estar expresada en el costo que ha implicado para esas tres empresas su operación regular durante los últimos años.

Las estadísticas publicadas por la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE) señalan que en los últimos cuatro años los gastos operativos de las EDE pasaron de un promedio mensual de US$25.8 millones a US$29.6 millones. Esto quiere decir que han aumentado en una proporción de 14.7%, frente a una reducción de pérdidas de apenas -9.6% en el período.

Se infiere, entonces, que la mejoría que muestran las EDE en cuanto a reducción de pérdidas ha sido a un elevado costo en cuanto a gastos operativos. La partida correspondiente a los salarios también se ha incrementado tanto en cantidad de empleados como en gastos de nómina durante el período.

Las EDE tienen el desafío de mejorar su gestión operativa en cuanto a niveles de facturación y de cobranzas, de forma que su eficiencia sea la que dé como resultado una reducción en las pérdidas y no la coyuntura externa de un petróleo barato, que en cualquier momento puede variar su tendencia y retomar las alzas del pasado reciente, con lo que automáticamente llegarían a su fin las cifras de mejoría temporal que exhiben actualmente.

Inversiones

Pero las empresas de distribución eléctrica no solo deben establecer mecanismos de reducción de gastos operativos en áreas donde se pueden hacer recortes; también deben recibir mayor apoyo del Gobierno para el desarrollo de sus planes de inversión en mejoría de redes, instalación de medidores y eficiencia en las cobranzas.

Durante el pasado año 2015 las tres empresas de distribución Edenorte, Edesur y EdeEste realizaron inversiones por un total de US$166 millones, una cantidad insuficiente, pues posiblemente eso era lo que correspondía invertir a cada una de esas empresas de manera individual, ya que así lo requieren las condiciones del instrumental técnico y material con que ofrecen sus servicios.

En el primer semestre de este año la inversión de las EDE llegó a US$80.5 millones, para un incremento de 9.7% frente a lo invertido en igual período del año pasado.

http://www.eldinero.com.do/27539/las-distribuidoras-de-electricidad-enfrentan-el-reto-de-lograr-la-eficiencia/

La tarifa eléctrica no aumentará en septiembre 2016

SANTO DOMINGO,Rep. D.- La tarifa eléctrica para los usuarios del servicio público se mantendrá inalterable en septiembre, informó hoy la Superintendencia de Electricidad.

Asimismo, explicó que la tarifa indexada para septiembre 2016 experimentó una disminución de 0.08 % respecto a la de agosto, y la brecha tarifaria fue de -3.84 %.

También informó de que el Fondo de Estabilización de la Tarifa Eléctrica (FETE) será compensado el próximo mes con 215.83 millones de pesos, para un total devuelto de 4,466.84 millones de pesos en el período de enero-septiembre de este año. EFE

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Afirman tarifa eléctrica debe bajar de precio en R.D.

SANTO DOMINGO,R.D.- La Asociación Dominicana de la Industria Eléctrica (ADIE) afirmó que en ningún momento el sector privado ha planteado un aumento en la tarifa eléctrica y que por el contrario, la misma debería reflejar una baja en la actual coyuntura en que el precio medio de compra de las empresas distribuidoras (EDEs) a las generadoras ha bajado más del 30%, tanto en el mercado de contratos como en el spot, fruto de la caída estrepitosa del precio del petróleo.

La entidad que aglutina a las empresas generadoras, destaca los datos extraídos de los informes de desempeño de la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales que muestran como el precio medio de venta de generadores a distribuidores bajó de 14.28 centavos de dólar en 2010 a 9.67 centavos de dólar en el 2016, mientras que el precio de venta de las distribuidoras a los consumidores permanece prácticamente invariable con un promedio de 18.68 centavos de dólar en 2010 a 16.88 centavos de dólar en 2016.

De estos informes se desprende que las EDEs han estado operando su esquema de compra venta con un margen promedio de entre 6.69 y 7.40 centavos de dólar, debido a que las empresas de generación han aplicado en sus precios de venta la reducción de los precios del petróleo, sin embargo, estas rebajas no se han aplicado a los consumidores por decisión de la Superintendencia de Electricidad que mantiene invariable la tarifa eléctrica.

La ADIE recuerda que desde hace meses ha venido planteando la necesidad de que la reducción de los precios de la energía de los generadores a las empresas distribuidoras se refleje en la tarifa de los usuarios, por lo que sería una gran contradicción que quieran decir que el sector privado plantea en el pacto eléctrico un aumento de la tarifa ya que esto no está contenido en ninguna de las propuestas del sector.

http://hoy.com.do/generadores-afirman-tarifa-electrica-debe-bajar-de-precio/

Estrategia gubernamental post-Acuerdo de Madrid

SANTO DOMINGO,R.D.- El gobierno ha escogido una estrategia muy arriesgada respecto al mercado eléctrico, ha privilegiado al mercado spot, el más volátil y de precio más alto, como mercado principal; sin las plantas generadoras de Punta Catalina y un segmento hidroeléctrico débil y muy disminuido, esta decisión hace muy vulnerable y de alta incertidumbre al sector eléctrico en su conjunto.

La única experiencia de licitación de compra-venta de energía entre empresas distribuidoras y generadoras se produjo en 2003 cuando AES-Andrés gana licitación internacional para abastecer a Edeeste. El resultado fue la energía más eficiente y barata suministrada a cualquiera de las EDEs, hasta el presente. Esta experiencia no ha sido tomada en cuenta en la estrategia post-Acuerdo de Madrid (post-AdM). ¿Por qué?

Discrecionalidad y funcionariado gubernamental

El funcionariado de la CDEEE-EDEs y los del gobierno central se han convencido de que los contratos del Acuerdo de Madrid (AdM) no debían ser sustituidos por contratos de largo plazo producto de licitaciones competitivas varios años en avance a que aquellos contratos expiraran, tal como lo preveía el AdM y como lo ordena la ley.

La teoría e investigaciones recientes de la economía política sugieren que el funcionariado eléctrico estatal de países institucionalmente débiles está colocado en una red de incentivos que le inducen a preferir conocer y decidir discrecionalmente al ganador de los grandes contratos, permisos y concesiones con el objetivo de arreglar la distribución de rentas y poder político relacionados.

Esta preferencia del funcionariado ha sido ampliamente demostrada en el caso dominicano, tal como atestiguan los ejemplos más recientes:

• Contrato de largo plazo de “transformación de energía” de 300 megavatios a carbón traspasado discrecionalmente (del ganador de licitación, Emirate Powers) a favor de empresa Sichuan en 2007, frustrado por la negativa de la banca internacional y local a financiar el proyecto.
• Contratos de corto plazo de las EDEs que se han mantenido en absoluto secreto en últimos 7 años, con precios muy parecidos a los de contratos del AdM.
• Contrato construcción 720 megavatios a carbón en Punta Catalina, en que todos los competidores fueron descalificados excepto el consorcio Odebrecht-Estrella, que había pre-negociado con el funcionariado.
• Extensión discrecional, cuya documentación se mantiene en absoluto secreto, del contrato para 175 megavatios adicionales por 7 años para compra-venta de energía a la empresa Dominican Power Partners (DPP) de AES Dominicana.
• Autorización discrecional para la instalación de 600 megavatios en Punta Catalina a favor de Pinegy Comercial Group SRL, posteriormente revocada para ser sustituida para la expansión y operación de central en Monterío, Azua.
• Autorización discrecional para que nuevos propietarios locales de central San Felipe, antigua Smith-Enron, en Puerto Plata, con combustible gas propano.

Estos “intereses” bien concretos del funcionariado gubernamental y los privilegiados lo han llevado a que estos elementos sean totalmente excluidos de las discusiones más importantes relativas a la estrategia de desarrollo del sector eléctrico a través del llamado Pacto Eléctrico.

Efectivamente, fuera de este proceso del Pacto, el gobierno ha tomado decisiones estratégicas bastante arriesgadas. Estas decisiones sobre el abastecimiento de energía post-AdM han sido recientemente anunciadas a través de la prensa nacional en medio de la niebla de una amplia y costosa campaña de descredito del AdM. Los elementos que constituyen la estrategia son los siguientes: central generadora Punta Catalina, licitaciones de corto plazo, licitaciones de largo plazo, los que analizamos a continuación.

Estrategia gubernamental post-AdM: Punta Catalina

El primer elemento de la estrategia, su eje material y político principal, pasa por la construcción de la central generadora a carbón en Punta Catalina de propiedad estatal, ya que el funcionariado entiende que esto le suma poder de negociación en el proceso de contratación del resto de la energía que necesitan las EDEs en el sentido de que los generadores no pueden amenazar con apagones con la misma efectividad que fuera sin la existencia de esta generadora estatal.

Sin embargo, este supuesto poder negociador se ha debilitado significativamente, ya que la ejecución del proyecto enfrenta serios problemas.

En el mejor de los casos, aún faltan, por lo menos, 2 años de arduo trabajo para completar y poner en operación dicha central generadora. Fitch Ratings estima que en el mejor de los casos la planta entrara en operación a finales del primer semestre de 2018.

Existe un enorme nivel de incertidumbre con respecto al financiamiento requerido, no solo por las dificultades con las fuentes originales, sino también por la negativa de la inyección de capital privado accionario debido al también enorme nivel de incertidumbre acerca del verdadero valor de los activos del proyecto.

Una vez en operación, los 700 megavatios de potencia de Punta Catalina serán una fracción importante pero minoritaria de la demanda de las EDEs, menos del 30% (aun con la “gestión” de la demanda, es decir, los apagones administrados por las EDEs), es decir, casi el mismo peso que los otros dos grandes grupos empresariales que dominan el mercado.

Estrategia gubernamental post-AdM: Mercado spot

El segundo elemento de la estrategia gubernamental consiste en hacer que los generadores se queden sin contratos luego de que periman los del AdM de tal forma que tengan que vender su energía a las EDEs a través del mercado spot.

¿Cuáles son las características de este mercado spot?

• Es un mercado totalmente voluntario y discrecional donde los generadores ofrecen su energía hora por hora sin compromiso, responsabilidad o garantía de permanencia, dependiendo de su declarada disponibilidad ante el Organismo Coordinador (OC).
• La indexación del precio de la energía es directa, inmediata y automática ya que refleja el precio corriente del combustible utilizado. Esto contribuye a volatilizar el precio spot, las finanzas de las EDEs y, por tanto, la tarifa eléctrica.
• El comprador, las EDEs, debe pagar un cargo por cada megavatio de potencia instalada despachada (capacidad + costo fijo de operación y mantenimiento) uniforme a todos los generadores, este cargo es equivalente al de una nueva planta generadora ineficiente (tecnología turbina de gas de ciclo abierto de fuel-oil No.2 de 50 megavatios) y es indexado mensualmente por el 100% del cambio en el índice de precios al consumidor en EUA y la tasa de cambio del peso dominicano respecto al dólar estadounidense.
• Las EDEs solo disponen de 21 días antes de que la factura expire y se comiencen a aplicarse cargos por mora, los cuales incluyen la tasa de interés activa promedio semanal de bancos comerciales por cada día de atraso además de un recargo de 18% anual.

Tal como se puede intuir de esta descripción, el mercado spot funciona como un indicador de las debilidades y fortalezas reales del sistema eléctrico. Cuando predomina la escasez (demanda mayor a oferta), la matriz de generación es ineficiente (con demasiado combustible fósil) y el país no cuenta con fuentes propias de combustible, el resultado es un precio spot alto y volátil. Precisamente, en la lógica del mercado “marginalista” este alto precio se supone sea una señal que tiene la función de incentivar a los generadores a que inviertan en nueva generación eficiente para ampliar su margen de beneficios.

Sin embargo, en la realidad esto no es lo que ha pasado en los países que han experimentado con ampliar el ámbito de influencia del mercado spot en el conjunto del negocio eléctrico. Los estudios empíricos realizados (casos de California, Ontario, Gales, Londres) han demostrado que el predominio del mercado spot provoca los siguientes efectos: focaliza el negocio eléctrico en su conjunto en el corto plazo; magnifica (aumenta desmedidamente) el efecto de las escaseces vigentes en el mercado eléctrico; volatiliza el precio de la energía y la tarifa al estar inmediatamente vinculado al precio actual de los combustibles; encarece el suministro de la energía debido al efecto doble de exigir mayor disponibilidad de efectivo para pagar facturas corrientes, así como el encarecimiento exponencial de las facturas vencidas (deuda de las EDEs); y, finalmente, pero no por eso menos importante, facilita las maniobras y colusión entre generadores y/o EDEs para influir en el precio de la energía de corto plazo.

La experiencia dominicana de largo plazo confirma estos hallazgos internacionales: el precio spot ha sido siempre más alto y volátil que el de los contratos del Acuerdo de Madrid, tal como se muestra en el gráfico.

Estrategia gubernamental post-AdM: Licitaciones de corto plazo

El tercer elemento de la estrategia gubernamental es la licitación de compra-venta de energía de corto plazo (2-3 años) para generadores que ya están instalados. Sus términos específicos aún no se han dado a conocer, lo cual fuerza a los generadores instalados a desplazarse al mercado spot.

El funcionariado eléctrico gubernamental ya ha tenido una amplia practica de casi 10 años de asignar discrecionalmente y de forma ultra-secreta contratos de corto plazo (menos de un año) a diversos generadores de su preferencia. Lo poco que se conoce de estos contratos (debido a revelación indiscreta de consultores de la SIE en su informe sobre la tarifa técnica) y de las tendencias de precios sugiere que, en los hechos, su efecto no se ha sentido en una reducción significativa de los precios promedios del conjunto del mercado de contratos.

Las debilidades que se pueden intuir de este tipo de contratos, en el caso de que sean licitados, son los siguientes:

• Se debería ofrecer un precio más alto que el spot (tanto en energía como en potencia) para que sea atractivo en el corto plazo.
• Contratos de corto plazo refuerzan la rentabilidad de la tecnología obsoleta ya instalada, lo cual desincentiva la inversión de largo plazo en energía eficiente y barata.
• Reforzado por predominio de mercado spot, estos contratos focalizarían aún más el negocio eléctrico en su conjunto en el corto plazo.

Estrategia gubernamental post-AdM: Licitaciones de largo plazo

El cuarto elemento de la estrategia gubernamental es la licitación de contratos de compra-venta de energía o de construcción de nuevas centrales generadoras.

Estas licitaciones pudieron y debieron ser realizadas desde hace 10 años hasta la fecha para que las nuevas capacidades energéticas eficientes fueron entrando escalonadamente. Pero no, el funcionariado ha decidido actuar de forma diferente con los consiguientes resultados catastróficos que se han vivido.

Los términos específicos de estas nuevas licitaciones aún no se han dado a conocer, lo cual fuerza a los generadores instalados con intereses de largo plazo a desplazarse al mercado spot.

Mientras más se tardan estas licitaciones más se tardan las soluciones estructurales de corto y largo plazo del sistema eléctrico nacional.

http://acento.com.do/2016/opinion/8371467-estrategia-gubernamental-post-acuerdo-madrid/

Situación real disponibilidad energía eléctrica en R.D.

SANTO DOMINGO,R.D.- El Sistema Eléctrico Nacional Interconectado cuenta actualmente con una disponibilidad real de apenas 2,575.07 megavatios, cantidad similar a la demanda máxima del país, lo que le impide mantener una reserva fría necesaria para garantizar la estabilidad y reducir la vulnerabilidad.

Sin embargo, en esta suma de la energía disponible para el SENI se incluyen los 100 megavatios que genera la planta Quisqueya I, y que están destinados exclusivamente a la Barrick Gold y solo aporta al sistema si hay excedentes.

También se incluyen en esta sumatoria varias plantas que generan a partir del viento y una solar, que solo pueden operar cuando las condiciones lo permiten. También las hidroeléctricas, con capacidad nominal para producir 286 MW, que suelen aportar, en horas pico, menos de 200 MW.

Es por ello que las empresas distribuidoras suelen colocar un máximo de 2,300 megavatios. A se suma la gestión de demanda, que se aplica en los sectores pendientes de rehabilitación de redes.

Si bien la capacidad instalada suma 3,246 megavatios, varias unidades generadoras están fuera de servicio por diversas causas, y un gran número de las plantas aporta por debajo de su capacidad nominal, lo que resta más de 700 megavatios al SENI.

Los requerimientos técnicos establecen que un sistema eléctrico estable debe mantener una reserva fría equivalente al 30 por ciento de la demanda real máxima. Se llama reserva fría a la cantidad de megavatios que, si bien no está encendida en determinado momento, si está lista para entrar al sistema si es necesario.

También es importante mantener una reserva caliente, equivalente al 3%. Reserva caliente es la cantidad de energía que estando encendida no se despacha, ya que es imprescindible para la regulación de frecuencia para mantener estable el sistema.

Actualmente están operando las unidades AES Andrés, de gas natural, con una capacidad instalada de 300 MW; Los Minas V, también de gas, perteneciente a la empresa DPP, con una capacidad instalada de 118 megas, pero solo está aportando al sistema 105. Asimismo, La Vega y Palamara de la empresa GPLV se encuentran en operación aportando al sistema en conjunto 184 megas de los 194.52 de capacidad nominal.

De igual forma, la Sultana del Este presenta una capacidad instalada de 102 megas, pero ofrece al sistema interconectado 62 MW. En tanto que Quisqueya II, también perteneciente a la empresa EGEHAINA, presenta una capacidad instalada de 215 megas y actualmente está brindando al SENI unos 212 megas.

LAESA, con sus 3 unidades, Pimentel 1, 2 y 3 están aportando al SENI sus 111 megas disponibles.

Metaldom aporta 41 de los 42 megavatios de su capacidad nominal; Monte Río 93 de los 100 MW de capacidad; INCA aporta 8.4 de los 16 que puede generar.

Estrella del Mar 1 y 2 de la empresa SEABOARD ambas tienen una capacidad instalada de 183.3 megas y están aportando en estos momentos 110. De igual modo, CESPM 1, 2 Y 3 se encuentran operando y poseen una capacidad en conjunto de 296 megas y aportando al sistema 288.

San Felipe opera a toda capacidad brindando al sistema sus 180 megas disponible, así como Rio San Juan de la empresa CDEEE, que también ofrece al SENI sus 1.9 megas disponibles. Los Orígenes Power Plant, de la empresa César Iglesias también opera a toda capacidad, aportando sus 59 megas.

Bersal, de Cemex, aporta sus 24 MW.

El parque de energía Eólica Larimar de la empresa EGEHAINA se encuentra en estos momentos brindando 27.5 megas de los 50 que puede generar si las condiciones lo permiten. Las también eólicas Los Cocos I y II aportan 8.8 y 18.2 megavatios de los 25.2 y 52 de capacidad nominal. La Quilvio Cabrera entrega 2.8MW, y la Monte Plata Solar 5.3 MW.

Plantas sin operar:

Actualmente la central Los Minas VI se encuentra fuera de servicios por mantenimiento mayor. Esta central de gas natural tiene una capacidad instalada de 118 megas.

Otra central que se encuentra fuera de servicio es Haina TG de la empresa Egehaina, que trabaja con Fuel Oíl No. 2 y que por falta de combustible no puede brindar al sistema sus capacidad instalada de 100 megas.

Tampoco están despachando al sistema la San Lorenzo, de gas natural, y capacidad para 34.5 MW; San Pedro Vapor, de 30 megavatios.

http://diariodigital.com.do/2016/08/01/informe-oficial-explica-situacion-real-disponibilidad-energia-electrica/

Piden a telefónicas y empresas energéticas poner fin a “telarañas” del tendido eléctrico en R.D.

SANTO DOMINGO,R.D.-  Lectores de El Nuevo Diario expresaron preocupación este jueves por las “telarañas” del tendido eléctrico que se observan prácticamente en todos los sectores del país en donde llega el servicio energético, telefónico o de televisión por cable.

Junto a varias imágenes adjuntas en mensajes remitidos a esta redacción, pidieron que empresas como Claro y Tricom, así como las dedicadas a suplir el servicio de energía eléctrica, pongan especial atención al problema.

Pusieron como ejemplo el caso de La Nueva Barquita, donde el cableado para el suministro de electricidad y otros servicios han sido colocados bajo tierra, con lo cual evitan las telarañas que además de  arrabalizar los sectores donde son visibles, representan una posible causa de cortocircuitos.

http://www.elnuevodiario.com.do/app/article.aspx?id=485751

Pacto Eléctrico aún no tiene fecha, luego de un año y medio del arranque

SANTO DOMINGO. Aunque los trabajos para la firma de un pacto eléctrico se iniciaron formalmente en enero de 2015, con la finalidad de terminarlo en seis meses, todavía no hay una fecha segura para materializar el esperado convenio.

Este pacto promete marcar la ruta para poner fin al histórico problema eléctrico de República Dominicana, el cual está matizado por pérdidas que provocan prolongados apagones.

Y a pesar de que “se ha logrado avanzar mucho” en este aspecto, luego de la reelección de Danilo Medina, el tema del Pacto Fiscal ha ganado más titulares en los medios de comunicación que los que han salido sobre el convenio eléctrico.

Debido a esta situación, varias organizaciones han manifestado su interés en que el Pacto Eléctrico se trabaje y se firme primero que el fiscal.

En ese sentido, monseñor Agripino Núñez Collado, presidente del Consejo Económico y Social (CES), órgano encargado de dirigir los trabajos de los pactos que manda la Estrategia Nacional de Desarrollo, dijo: “El Pacto Fiscal como tal no se está discutiendo, pero eso vendrá después del Pacto Eléctrico, yo creo que hay muchos sectores y personas que se están adelantando por algo que no existe todavía”.

Además, Núñez Collado manifestó que espera que el Pacto Eléctrico se pueda firmar antes del 15 de agosto de este año.

Posición de la ADIE

También la Asociación Dominicana de la Industria Eléctrica (ADIE) ha manifestado que “sería un contrasentido discutir Pacto Fiscal sin antes firmar el Pacto Eléctrico”.

Milton Morrison, vicepresidente de la ADIE, explicó que de no establecerse ese sentido de prioridad, el país llegaría a un Pacto Fiscal sin saber qué cantidad de recursos se necesitan para cubrir, por ejemplo, el déficit en la tarifa eléctrica, en caso de que el gobierno no desee aplicar la trafica técnica de inmediato. También el gobierno carecería de información para identificar los recursos que se necesitarían para el subsidio eléctrico correspondiente al Bonoluz, y no se sabría cuáles son los montos que necesitaría la distribución eléctrica para reducir las grandes pérdidas, que actualmente rondan entre el 31% y 33%.

Conversaciones para el pacto

Al responder a la pregunta de en qué punto se encuentra el Pacto Eléctrico en la actualidad, el vicepresidente ejecutivo de la ADIE, Milton Morrison, dijo que después de transcurridas las elecciones nacionales, las discusiones para este convenio han continuado a través de conversaciones bilaterales de una comisión del gobierno con las comisiones del sector social, empresarial y laboral. Expresó que estas reuniones han sido para revisar las propuestas de cada uno de los sectores involucrados versus la propuesta del gobierno, y así poder extraer propuestas en comunes entre ambos sectores. Señaló que luego habrá que ver qué hará el Consejo Económico y Social (CES) con esas informaciones. Dijo que lo más preocupante es que en la medida que se retrasa la puesta en marcha de las acciones para resolver el problema eléctrico, en esa misma medida los ciudadanos dejan de beneficiarse de lo que significa tener un sector eléctrico sano, sostenible y de calidad.

www.diariolibre.com/economia/el-pacto-electrico-aun-no-tiene-fecha-luego-de-un-ano-y-medio-del-arranque-MX4198934

Tarifa eléctrica no subirá en el mes junio 2016

SANTO DOMINGO,R.D.- La Superintendencia de Electricidad, luego de emitir la Resolución SIE-035-2016-TF, informa que en el mes de junio la Tarifa Eléctrica para los usuarios del servicio público se mantendrá inalterable.

La Superintendencia también reportó el comportamiento que presentaron las variables que determinan la tarifa eléctrica indexada: el Fuel Oil No. 6 registró un aumento de 9.6% al pasar de US$23.6409/Bbl a US$25.9105/Bbl; el Gas Natural disminuyó de US$1.9784/MMBTU a US$1.7915/MMBTU; el Carbón Mineral se mantuvo en US$50.32/ton, mientras que la Tasa de Cambio Promedio Mensual aumentó de RD$45.8440 a RD$45.8850 por dólar.

Como resultado de las variaciones antes citadas, la tarifa indexada para junio 2016 experimentó un aumento de 1.54% respecto a la de mayo, y la brecha tarifaria fue de -9.61%.

Como el Artículo 8 del Decreto 302-03, que creó el Fondo de Estabilización de la Tarifa Eléctrica (FETE), establece que “una vez se inicie la reducción de la tarifa por efecto de la variación de los precios de los hidrocarburos o la variación de la tasa de cambio, la SIE no aplicará la totalidad del ajuste hacia la disminución de la tarifa […]”.

En junio de 2016 el FETE será compensado con RD$540.41 millones, para un total acumulado de -RD$3,683.35 millones para el primer semestre del año 2016.

http://www.elnuevodiario.com.do/app/article.aspx?id=481156

CONSTRUIR O INSTALAR PLANTA DE generación eléctrica,NO ES LA SOLUCION

SANTO DOMINGO,R.D.- En los primeros diez meses de este 2015 el precio de generación del sistema eléctrico nacional disminuyó en más de un 25% con relación al mismo período del año anterior, según un informe de la Asociación Dominicana de la Industria Eléctrica (ADIE).

Esto fue producto de la “reducción histórica” del precio del petróleo en los mercados internacionales y se puede verificar en el costo marginal de corto plazo de la energía, que representa su costo en el mercado spot, donde se registró una disminución promedio de 37%, explica el documento.

El mercado spot es donde se realizan las transacciones de compra y venta de electricidad de corto plazo no en base a contratos, especifica el informe.

De acuerdo al informe “Estadísticas del sistema eléctrico dominicano enero-noviembre 2015” de la ADIE, mientras que en enero de 2014 el precio medio de venta de energía de los generadores a las distribuidoras era de 16.3 centavos de dólar el kilovatio-hora (KWH), en enero de este año era de 13.17 y a septiembre había caído a 11.45.

“Como resultado de la reducción del precio de la generación, las empresas distribuidoras vieron reducido el precio de compra de energía a los generadores, siendo el promedio US$12.64 centavos KWH”, detalla el documento.

Según la ADIE, esto permitió a las distribuidoras tener un margen de 5 centavos de dólar por cada KWH vendido a los clientes, puesto que el precio de venta promedio al consumidor fue de 17.64 centavos de dólar. Además, las cobranzas promediaron más del 96%, lo que significa que la mayoría de los clientes facturados pagan su energía. Sin embargo, las pérdidas (técnicas y no técnicas) se mantienen en alrededor de un 32%, destaca el informe. Es por esto que la ADIE insiste, como muchos otros sectores y expertos, en que el problema del sistema eléctrico dominicano está en la distribución de la electricidad, no en la generación.

Ayer el presidente de la asociación, Roberto Herrera, consideró que los actuales bajos precios de generación ponen en evidencia que construir más plantas no es la solución al problema. Refirió que actualmente algunas empresas están generando por debajo del precio que se ha dicho generará la Central Termoeléctrica Punta Catalina. precio del petróleo

Al cierre de esta edición, el barril de petróleo crudo WTI, de referencia para el país, se cotizaba a US$34.83.

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EL PACTO ELÉCTRICO
No es la panacea: El presidente de la Asociación Dominicana de la Industria Eléctrica (ADIE), Roberto Herrera, dice sentirse optimista respecto al Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico, pero a juicio esto no era tan necesario para solucionar los problemas que arrastra el sistema.

La tarifa:
Los ejecutivos de la ADIE hicieron énfasis en que a pesar de la baja del precio de generación debido a la disminución del precio del petróleo los consumidores no han sido beneficiados. Es por esto que, según el vicepresidente ejecutivo de la organización, Milton Morrison, en las discusiones del pacto está casi consensuado que se implemente la tarifa técnica, la cual refleja los costos reales del servicio.

http://www.listindiario.com/economia/2015/12/18/400835/el-precio-de-generacion-electrica-disminuyo-25-

SECTOR LABORAL DICE CES SE PROPONE EN AGOSTO FIRMAR PACTO ELECTRICO

Los disensos o desacuerdos que no puedan consensuarse entre los distintos actores que participan en las discusiones para el pacto eléctrico podrían ser asumidos como tareas pendientes en el documento a ser firmado por todos los sectores participantes.

El presidente de la Confederación Nacional de Unidad Sindical (CNUS), Rafael -Pepe- Abreu, afirmó ayer que durante el encuentro realizado entre representantes del sector laboral y gubernamental, se planteó que los actores se pongan de acuerdo en los temas en que sea posible consensuar y que los puntos divergentes se asuman como tareas pendientes dentro del propio pacto.

Abreu destacó que este encuentro, realizado el pasado martes 10 de mayo, se desarrolló en una ambiente de “buena voluntad” y de búsqueda de soluciones donde el Gobierno mostró su interés de propiciar un acercamiento en las propuestas divergentes. Relató que en esta reunión se acordó que  terminados los tres encuentros convocados con los distintos sectores (empresarial, social y laboral), los equipos técnicos conformados por el CES analizarán los puntos coincidentes para luego  convocar a un encuentro amplio con todos los actores contemplados en el decreto 389-14 que convoca el pacto eléctrico.

El dirigente de los trabajadores señaló como puntos que siguen siendo negociables para el sector laboral el reposición económica a los usuarios por concepto de apagones y también la sincerización de la tarifa eléctrica. Tres encuentros sectoriales fueron convocados por el Comité de Coordinación para la Reforma del Sector Eléctrico, los cuales fueron programados de manera discreta sin que fuera informada la prensa sobre la fecha y el lugar donde se desarrollaría.

La firma del pacto, al parecer, no solucionará todos los puntos planteados por los convocados por el Consejo Económico y Social (CES).

RESALTA NECESIDAD DE LLEGAR A ACUERDO
. Rafael -Pepe- Abreu destacó la necesidad de que los sectores hagan un esfuerzo para hacer el posible la firma del pacto eléctrico. Señaló que se espera que para el mes de agosto este acuerdo este sellado con la firma de todos los actores que convergen en el sector y que lo más dificil es definir quien maneja y tiene el control del mismo.

Aunque piensa que habrán problemas que quedarán como tarea pendiente, dijo que muchos otros se resolverán y que si se lograr tener energía más eficiente y barata “tendremos más empresas y más empleos formales”.

http://www.listindiario.com/economia/2016/05/17/419536/disensos-podrian-quedar-como-tareas-pendientes

El consumidor ELÉCTRICO es el perjudicado

Si algo caracteriza el actual servicio eléctrico es lo injusto que es para el cliente. No importa que tan cumplidor y responsable sea, a pesar de ello, recibirá horas de apagones en proporción al cumplimiento de pago de los consumidores de su sector o del circuito al que esté conectado. 

Es injusto porque a pesar del mandato de la Ley General de Electricidad, no se retribuye o compensa al cliente que recibe apagones de las distribuidoras; tampoco se penalizan las distribuidoras por dar los cortes eléctricos sin notificación. Se le corta el servicio al cliente con apenas uno o dos días de demora en el pago de su factura, además que muchos consumidores que no son clientes reciben el servicio igual que aquel que si paga, en muchas ocasiones bajo conocimiento del suplidor que les brinda el servicio.  

Existe mucha desinformación que no permite que el consumidor conozca las razones de por qué recibe apagones diariamente y por qué en ocasiones se agudizan tanto que terminan afectando hasta a los clientes ubicados en los circuitos 24 horas. 

Algunos creen que los apagones los producen los generadores, y otros piensan que son las distribuidoras. En la lógica más simple, el negocio del generador es vender electricidad. Ellos producen para que las distribuidoras le compren, si sus plantas se quedan apagadas no pueden facturar energía vendida al cierre del mes, por tanto su incentivo es tener sus plantas dispuestas para producir la mayor cantidad de energía cuando le es requerido. 

En el caso de las distribuidoras, también su negocio es vender electricidad, porque si no le venden al cliente no pueden facturar en el mes y por ende no obtendrían ingresos. No obstante, existe una excepción vinculada con las pérdidas del 33% de la energía que tienen las EDE's. La existencia de estas pérdidas provoca que mientras más energía se sirve a las redes más dinero se pierde. No es lo mismo perder el 33% de 100 unidades que de 80 unidades. Por lo que existen incentivos indirectos para dar apagones en aquellos sectores o circuitos donde no es rentable entregar 24 horas de electricidad.    

Los más perjudicados con los apagones son los clientes; estos tienen que recurrir a alternativas eléctricas cuyo precio del kilovatio hora es mucho más elevado que el kilovatio hora que les compran a las distribuidoras, independientemente que las EDE's se lo compren al más costoso de los generadores del sistema. Es decir, la electricidad o iluminación que se obtiene de una planta eléctrica de emergencia (gasoil o gasolina), de un inversor, baterías, velas o gas kerosene para lámparas, es mucho mayor que el kilovatio hora comprado a cualquier distribuidora. Eso es algo demostrado en múltiples estudios incluyendo el más reciente realizado por el BID e INTEC. 

En días pasados, una de las distribuidoras afirmó en medio de la crisis de apagones que azota al país, que hay plantas eléctricas disponibles pero que no les compraban energía porque sus costos eran altos en comparación con otras plantas que se encontraban en mantenimiento programado y eso les genera un déficit financiero. En términos llanos eso significa que las EDE's prefieren dar apagones y que el consumidor resuelva por sus propios medios, en vez de comprar una electricidad supuestamente más cara que la que usualmente compran a pesar de la gran reducción de costos de generación que ha habido desde hace un año y medio por casusa de la baja del petróleo, y a sabiendas que les cobran a los consumidores de más de 400 kWh mes una tarifa eléctrica igual o más alta que el precio de generación que les venden esas plantas a las que las EDE's prefieren no comprarle energía.   

El precio de electricidad más alto que paga el consumidor es el de la ausencia de ella misma (apagón). Lamentablemente el servicio eléctrico ha estado durante décadas de espalda de quien debería ser el más beneficiado: me refiero al consumidor.

http://www.listindiario.com/economia/2016/04/25/416850/el-consumidor-es-el-perjudicado

“Quiero unir las tres edes en una sola”

SANTO DOMINGO,R.D.- La reestructuración que se propone del sector eléctrico, al que le critica tener a Ede-Este, Ede-Norte y Ede-Sur, con tres gerencias de administración y tres consejos de dirección. Explica que de una institución que era la CDEEE, dedicada a generar, la transmisión y políticas públicas, se crearon las tres Edes. 

“Ese ahorro es cerca de un 9% del presupuesto y un 2% del PIB. Hemos evaluado cuentas que son dispendios, organismos que no hacen nada, que no agregan ninguna calidad de vida a los dominicanos, que nosotros lo vamos a reprogramar. Son muchísimas cuentas, organismos que vamos a fusionar”, advierte Abinader.

Su propuesta es consolidar las Edes en una y dividir la distribución de la comercialización. Ese último componente puede ser manejado por una empresa privada, contratada para tales fines, señala.

Se queja de que exista la Empresa de Generación de Hidroeléctricas, el Consejo Nacional de Energía para las Políticas Públicas, el “PRA”, el Proyecto de Reducción de Apagones, el Proyecto de Electrificación Rural, y a parte el ministerio de Energía y Minas, todo junto al funcionamiento de la CDEEE.

“La Ley de Electricidad, decía que la CDEEE solamente podía durar tres años. Es que ellos no tienen sentido de la gerencia, y por eso es que estamos ante un riesgo enorme de insostenibilidad financiera”, le critica el candidato presidencial a la administración de Medina, su adversario político en esta contienda.

Abinader ve tres problemas en el sistema eléctrico: la deficiencia de las distribuidoras que tienen gran déficit, una generación que debería ser más económica y la calidad de la electricidad, ligado a los apagones que sufren los dominicanos.

http://www.listindiario.com/la-republica/2016/04/05/414273/quiero-unir-las-tres-edes-en-una-sola

Avances en la incorporación de nuevos clientes a distribuidoras

SANTO DOMINGO,R.D.- En tres años ha aumentado la cantidad de clientes que pagan el servicio eléctrico a 443,354 adicionales, debido a los esfuerzos para mejorar el servicio y los niveles de cobranza, sin que se haya registrado aumento en la tarifa que pagan los clientes.
Esta incorporación de nuevos clientes ha sido posible gracias a las mejoras en la gestión y avances en la distribución. Así mismo, hay una reducción de las pérdidas técnicas y comerciales, gracias a que entre el 2012 y el 2015 se han desarrollado 311 proyectos, con 3,772 kilómetros de redes rehabilitadas.

Así lo reveló el director de Proyecto de Distribución y Control de Gestión de la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE), Radhamés del Carmen, quien indicó que en 2012 solo pagaban la energía 1,268,857 personas y al finalizar el 2015 aumentó a 1,712,211, es decir, 443,354 clientes adicionales que están pagando la energía que consumen.

De acuerdo a estadísticas de la CDEEE, se ha normalizado a 377,164 clientes que no estaban en el sistema pero se conectaban a las redes y ahora disponen de un contador. En ese trabajo, 296,376 que eran usuarios ilegales fueron convertidos en clientes.

Así mismo, 232,893 nuevos clientes han sido incorporados al servicio telemedido, para un total de 364,047 en las tres distribuidoras, es decir que el 64% de los telemedidores han sido instalados en la actual gestión. También se han incorporado 23,327 clientes prepago, para un total de 24,419. En este caso el 95% de estos clientes se han captado en el periodo 2012-2015. Además, se ha logrado integrar 353,371 nuevos clientes con 24 horas de energía, esto es un 57% del total, aumentado un 30% en esta gestión.

Mejora la cobranza. Del Carmen afirmó que sin subir la tarifa las Ede han cobrado RD$10,985 millones más al cierre de diciembre 2015 en comparación con 2012. Detalló que en el año 2012 la cobranza de las tres Ede juntas eran de RD$57,670 millones y al cierre de 2015 fueron RD$ 68,655 millones, es decir que este aumento se debe al cobro a gente que no pagaba y a personas que pagaban, pero se estaban robando una parte de la energía.

“Todo esto sin cobrarle más al usuario. Cobrando lo que no se pagaba. Esto ha significado que nosotros hemos podido incrementar los clientes cobrados en 29%”, dijo Del Carmen al participar en el Encuentro Económico de HOY, junto al coordinador técnico del proyecto Punta Catalina, Pablo Rivas.

Resaltó que la actual gestión ha entendido que la única manera de mejorar el sector es aumentando el número de clientes que paga. Es por esto que le han puesto objetivoS a las Ede.

En el 2012 las pérdidas entre lo facturado y cobrado era 35.5% y al 2015 fue de 31.1%, es decir se han reducido en 4.4% en este periodo, dato que esta auditado por el Banco Mundial, Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y el sector privado.

El Índice de Recuperación de Efectivo (CRI, por sus siglas en inglés), un indicador que revela lo que se cobra versus lo que se compra, estaba en 61.3 en 2012 y en el 2015 alcanzó 66.4 y la cobranza pasó de 95.0 a 96.4.

“Hemos ido demostrando que, independientemente del nivel social de la familia dominicana, cuando tú haces un compromiso con ellos, la gente responde y paga y el ratio de pago de un sector de bajo nivel económico, sube al mismo nivel que el Naco y otros lados, porque nos damos cuenta que no es que somos mal pagador, el problema es que no nos gusta un servicio malo”, expresó.

Mejora en la transmisión y la distribución. El funcionario de la CDEEE explicó que en cuanto a la distribución para garantizar el abastecimiento de la demanda y la calidad del suministro eléctrico se han construido 10 nuevas subestaciones, 27 han sido repotenciadas, 959 nuevos kilómetros de circuitos construidos y repotenciados. Así mismo, se han construido 207 bancos de capacitores y 17 bancos de reguladores. Y en la actualidad está en ejecución la construcción de dos nueva subestaciones y en proceso de repotenciación unas 12.

Del Carmen resaltó que con miras de abastecer la demanda de energía en alta tensión se han construido y reconductado 150 kilómetros de líneas de trasmisión y 1,060 megavatios en nuevas subestaciones de alta potencia de parte de la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETED).

Así mismo, se trabaja en la ejecución de 10 nuevos proyectos en líneas de alta tensión y tres nuevas subestaciones para robustecer el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI).

Destacó que estos trabajos, en términos de inversiones, son unos US$95 millones durante la gestión 2012-2015. Dijo que los mismos significan que los conductos por donde se transporta la generación de energía fluye mejor y eso ha permitido una distribución más eficiente y eliminar las restricciones técnicas que tenía el sistema.

Deudas mínimas con generadores. Agregó que para evitar la salida de operaciones por falta de pago, la deuda con los generadores que a agosto 2012 era US$749.5 millones, hoy es de US$134.7 millones, equivalente a 1.3 facturas.

Así mismo, en la actualidad la CDEEE tiene en ejecución cuatro procesos abiertos y simultáneos de licitación de nueva compra de energía de las Ede a raíz de la finalización este año del Acuerdo de Madrid, Operación y Mantenimiento de la Central Punta Catalina, suministro del carbón a Punta Catalina y rehabilitación de redes.

http://hoy.com.do/avances-en-la-incorporacion-de-nuevos-clientes-a-distribuidoras/